Steeds meer landen beginnen strategische doelen te stellen voor waterstofenergie, en sommige investeringen neigen naar de ontwikkeling van groene waterstoftechnologie. De EU en China lopen voorop in deze ontwikkeling, op zoek naar pioniersvoordelen op het gebied van technologie en infrastructuur. Ondertussen hebben Japan, Zuid-Korea, Frankrijk, Duitsland, Nederland, Nieuw-Zeeland en Australië sinds 2017 allemaal strategieën voor waterstofenergie vrijgegeven en proefplannen ontwikkeld. In 2021 heeft de EU een strategische eis voor waterstofenergie uitgevaardigd, met een voorstel om de operationele capaciteit te vergroten. van de waterstofproductie in elektrolytische cellen tot 6 GW in 2024 door gebruik te maken van wind- en zonne-energie, en tot 40 GW in 2030; de capaciteit voor waterstofproductie in de EU zal worden verhoogd tot 40 GW met nog eens 40 GW buiten de EU.
Zoals bij alle nieuwe technologieën gaat groene waterstof over van primair onderzoek en ontwikkeling naar reguliere industriële ontwikkeling, wat resulteert in lagere eenheidskosten en een grotere efficiëntie bij ontwerp, constructie en installatie. Groene waterstof LCOH bestaat uit drie componenten: de kosten van elektrolytische cellen, de prijs van hernieuwbare elektriciteit en andere bedrijfskosten. Over het algemeen vertegenwoordigen de kosten van elektrolytische cellen ongeveer 20% ~ 25% van de groene waterstof-LCOH, en het grootste deel van de elektriciteit (70% ~ 75%). De exploitatiekosten zijn relatief klein, doorgaans minder dan 5%.
Internationaal is de prijs van hernieuwbare energie (voornamelijk zonne- en windenergie op utiliteitsschaal) de afgelopen dertig jaar aanzienlijk gedaald, en de geëgaliseerde energiekosten (LCOE) liggen nu dicht bij die van steenkoolenergie ($30-50/MWh). , waardoor hernieuwbare energiebronnen in de toekomst kostenconcurrerender zullen worden. De kosten voor hernieuwbare energie blijven met 10% per jaar dalen, en rond 2030 zullen de kosten voor hernieuwbare energie ongeveer $20/MWh bedragen. De exploitatiekosten kunnen niet significant worden verlaagd, maar de kosten van celeenheden kunnen wel worden verlaagd en voor cellen wordt een soortgelijke leerkostencurve verwacht als voor zonne- of windenergie.
Zonne-PV werd ontwikkeld in de jaren zeventig en de prijs van LCoE's voor zonne-PV bedroeg in 2010 ongeveer $ 500 /MWh. De LCOE van zonne-PV is sinds 2010 aanzienlijk gedaald en bedraagt momenteel $30 tot $50/MWh. Gegeven dat de elektrolytische celtechnologie vergelijkbaar is met de industriële benchmark voor de productie van fotovoltaïsche zonnecellen, zal de elektrolytische celtechnologie tussen 2020 en 2030 waarschijnlijk een vergelijkbaar traject volgen als fotovoltaïsche zonnecellen in termen van eenheidskosten. Tegelijkertijd is de LCOE voor windenergie de afgelopen tien jaar aanzienlijk gedaald, maar in mindere mate (ongeveer 50 procent op zee en 60 procent op land).
Ons land maakt gebruik van hernieuwbare energiebronnen (zoals windenergie, fotovoltaïsche energie, waterkracht) voor de productie van elektrolytisch water en waterstof. Wanneer de elektriciteitsprijs wordt gecontroleerd op 0,25 yuan / kWh lager, hebben de waterstofproductiekosten een relatieve economische efficiëntie (15,3 ~ 20,9 yuan / kg) . Technische en economische indicatoren voor de productie van waterstof door alkalische elektrolyse en PEM-elektrolyse worden weergegeven in Tabel 1.
De kostenberekeningsmethode voor de elektrolytische waterstofproductie wordt weergegeven in vergelijkingen (1) en (2). LCOE= vaste kosten/(hoeveelheid waterstofproductie x levensduur) + bedrijfskosten (1) Bedrijfskosten = elektriciteitsverbruik waterstofproductie x elektriciteitsprijs + waterprijs + onderhoudskosten apparatuur (2) Rekening houdend met alkalische elektrolyse- en PEM-elektrolyseprojecten (1000 Nm3/u ) neem bijvoorbeeld aan dat de hele levenscyclus van de projecten 20 jaar bedraagt en de operationele levensduur 9×104 uur. De vaste kosten van de elektrolytische cel, het waterstofzuiveringsapparaat, de materiaalkosten, de civiele bouwkosten, de installatieservicekosten en andere items worden berekend op 0,3 yuan / kWh voor elektrolyse. De kostenvergelijking wordt weergegeven in Tabel 2.
Vergeleken met andere waterstofproductiemethoden kunnen, als de elektriciteitsprijs van hernieuwbare energie lager is dan 0,25 yuan/kWh, de kosten van groene waterstof worden teruggebracht tot ongeveer 15 yuan/kg, wat een kostenvoordeel begint te opleveren. In de context van koolstofneutraliteit, met de vermindering van de kosten voor de opwekking van hernieuwbare energie, de grootschalige ontwikkeling van waterstofproductieprojecten, de vermindering van het energieverbruik en de investeringskosten van elektrolytische cellen, en de begeleiding van koolstofbelasting en ander beleid, zal de weg van de kostenreductie op het gebied van groene waterstof zal geleidelijk duidelijk worden. Tegelijkertijd kunnen de werkelijke productiekosten hoger zijn dan 20 yuan/kg, omdat de waterstofproductie uit traditionele energiebronnen gemengd zal zijn met veel daarmee samenhangende onzuiverheden zoals koolstof, zwavel en chloor, en de kosten van daar bovenop gelegde zuivering en CCUS.
Posttijd: 06-feb-2023